行业报告行业专题研究公用事业投资评级证券研究报告行业评级2023年12月16日新能源市场化交易受分时电价机制影响如何？上次评级强于大市(维持评级)强于大市专题：作者伴随新能源装机规模扩张和新型电力系统建设的持续推进，新能源市场化交郭丽丽分析师易进程也不断提速，市场对新能源入市后电价走势的关注度持续提高，本篇报告我们将从分时电价机制的角度对新能源市场化交易电价表现情况进行SAC执业证书编号：S1110520030001具体分析。guolili@tfzq.com分时电价范围覆盖工商业用户，峰谷价差拉大行业走势图分时电价机制是基于电能时间价值设计的，是引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行的一项重要机制安排。截至目前，全国各省份已9%公用事业沪深300基本建立起分时电价机制，从适用范围看，执行分时电价的用户普遍为大工5%2023-042023-08业用户及一般工商业用户，2023年全国第二、三产业用电量合计占比达到1%83.8%；从电价浮动来看，各省份峰谷电价浮动比例大多在50%-80%之间，-3%而尖峰及深谷电价浮动比例将在峰/谷电价基础上进一步拉大。-7%-11%用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——分时段交易-15%2022-1212月7日，两部委发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》，提出优化交易时段划分方式，做好与当地分时电价的衔接，扩大分资料来源：聚源数据时段交易规模，现货试点地区市场化电力用户均应签订分时段电力中长期合同。截至目前，已有多个省份在电力交易方案中明确提出开展中长期分时相关报告段交易，即发用电企业按本省所划分的峰谷时段进行“报量报价”，签订分1《公用事业-行业研究周报:由分红承时段交易合同，形成峰、平、谷段交易电价。诺及历史数据展望公用事业标的股息率》2023-12-07从具体比例来看，在电力交易方案中明确表示实行发电侧分时段报价的省份2《公用事业-行业研究周报:煤电容量约17个，尚处于过渡阶段的省份约7个，上述省份合计用电量占全国总用电价政策正式出台，有何亮点？》电量比例达到约83.95%，前者用电量占比达到约51.00%。从区位分布来看，三北地区基本均已开展分时段交易，执行上网侧分时电价，山东、安徽、湖2023-11-13南、重庆、贵州、云南、江西等部分中部及沿海地区节奏也相对较快，因此，3《公用事业-行业研究周报:高库存叠我们认为分时段交易机制已成为影响新能源市场化交易电价水平的重要因加进口煤补充等，火电燃料成本或仍处素。于较低水平》2023-11-07分时段交易或直接影响新能源市场化交易电价水平从各省份的峰谷时段划分来看，目前不同省份日间的峰、平、谷时段具有明显差异，其中，蒙西、甘肃、新疆、宁夏、山东、河北等省份均出现较长的谷段电价，而对比风光出力曲线，光伏仅日间可以进行出力发电，且大发时段多集中于午间，而夜间时段出力基本为零。在此情况下，一些省份的光伏发电市场化交易电价表现或相对较弱。展望后续，短期内新能源市场化交易的电价压力或将持续。从峰谷时段来看，多个省份日间的低谷电价时段均表现出明显的增加趋势；从分时段交易推进情况来看，由于新能源出力具有显著的不稳定性，伴随新能源发电量占比的不断提高和入市节奏的加快，如果仅在用户侧执行分时电价，可能加剧发用电两侧电费的不平衡，因此我们认为上网侧分时电价的覆盖范围或将进一步扩大；从政策规则来看，根据目前已公布的2024年中长期电力交易方案或通知，部分省份明确将新能源中长期交易价格上限定为当地燃煤基准价，该规则或对新能源市场化交易电价形成进一步压制。风险提示：宏观经济下行风险、电力价格波动风险、新能源装机增速不及预期风险、电站造价提高风险、产业政策调整风险请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明1行业报告行业专题研究内容目录1.分时电价：适应新型电力系统的需求侧响应机制..................................................................32.分时电价适用范围覆盖工商业用户，峰谷价差拉大.............................................................43.用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——分时段交易.....................................................64.分时段交易或直接影响新能源市场化交易电价水平.............................................................95.风险提示.......................................................................................................................................12图表目录图1：不同用电时段供电成本存在明显差异..........................................................................................3图2：《关于进一步完善分时电价机制的通知》政策内容................................................................4图3：2023年1-10月各产业用电量（亿千瓦时）............................................................................5图4：2023年1-10月各产业用电量占比...............................................................................................5图5：用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——分时段交易.....................................................7图6：各省份中长期分时段交易开展情况（区位分布）...................................................................8图7：各省份峰谷时段划分情况.................................................................................................................9图8：6种典型日内风光出力情况..........................................................................................................10图9：2023H1山西省各发电类型市场化交易分月合同情况（亿千瓦时、元/兆瓦时）.....11图10：五省份日间谷段电价时间表现出延长趋势............................................................................11表1：各省份分时电价机制适用范围........................................................................................................4表2：分时电价机制下各省份用户用电价格各环节浮动情况.........................................................6表3：各省份分时段交易开展情况（政策表述）................................................................................7表4：部分省份2024年新能源中长期交易价格形成机制..............................................................11请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明2行业报告行业专题研究1.分时电价：适应新型电力系统的需求侧响应机制分时电价机制是基于电能时间价值设计的，是引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行的一项重要机制安排。分时电价机制又可进一步分为峰谷电价机制、季节性电价机制等。峰谷电价机制是将一天划分为高峰、平段、低谷，季节性电价机制是将峰平谷时段划分进一步按夏季、非夏季等作差别化安排，对各时段分别制定不同的电价水平，使分时段电价水平更加接近电力系统的供电成本，以充分发挥电价信号作用，引导电力用户尽量在高峰时段少用电、低谷时段多用电，从而保障电力系统安全稳定运行，提升系统整体利用效率、降低社会总体用电成本。图1：不同用电时段供电成本存在明显差异资料来源：国际风力发电网，天风证券研究所2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，从峰谷时段划分、峰谷电价价差、尖峰电价机制、执行用户范围等多个方面对国内分时电价机制提出了明确要求：➢科学划分峰谷时段。各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性。➢合理确定峰谷电价价差。各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。➢建立尖峰电价机制。各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。➢建立季节性电价机制：日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差；水电等可再生能源比重大的地方，要统筹考虑风光水多能互补因素，进一步建立健全丰枯电价机制，丰、枯时段应结合多年来水、风光出力特性等情况合理划分，电价浮动比例根据系统供需情况合理设置。➢明确分时电价机制执行范围。各地要加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价（执行分时电价用户的平均用电价格），由用户自行选择执行。请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明3行业报告行业专题研究图2：《关于进一步完善分时电价机制的通知》政策内容资料来源：中国政府网，天风证券研究所2.分时电价适用范围覆盖工商业用户，峰谷价差拉大截至目前，全国各省份已基本建立起分时电价机制，并在原有机制基础上不断完善：➢从适用范围来看：执行分时电价的用户普遍为大工业用户及一般工商业用户，部分较激进省份用户范围可能有所扩大。而从用电量结构来看，2023年1-10月国内全社会用电量为76059亿千瓦时，其中，第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民用电量分别为1076、49912、13800、11271亿千瓦时，占比分别为1.4%、65.6%、18.1%、14.8%，第二、三产业用电量合计占比达到83.8%。表1：各省份分时电价机制适用范围分时电价机制适用范围省份工商业分时电价：除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的100千伏安及以上工商业用户（含工商业清洁取蒙西暖用电）执行分时电价，100千伏安以下的工商业用户选择执行。居民分时电价：居民清洁取暖用户、“煤改电”用户，以及为居民住宅小区、农村牧区以村（嘎查）或自然村为单位供热的供热站用电。甘肃全省工商业电力用户（电气化铁路牵引用电除外）、农业生产电力用户（农业排灌用电除外）、居民电动汽车充电桩执行分时电价政策，居民生活用电自主选择。新疆大工业、一般工商业及其他用电执行分时电价（除国家明确规定的电气化铁路牵引用电外），居民、农业用电不执行。宁夏工商业用电（含电网企业代理购电用户）、农业生产用电执行分时电价政策，居民生活用电（含居民合表用电、居民清洁供暖用电）选择执行分时电价政策。青海除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电以外的现行执行分时电价的工商业用户。除电气化铁路牵引、监狱生产企业及城镇供水企业生产、广播电视台无线发射台（站）、转播台（站）、差转台（站）、湖南监测台（站）、医院等用电不执行分时电价外，大工业用电和用电容量达到100千伏安（千瓦）及以上的一般工商业及其他用电执行分时电价。用电容量在100千伏安（千瓦）及以上的农业生产、部分不适宜错峰用电的一般工商业及其他电力用户，可自行选择执行分时电价，确认后保持一年不变。云南除国家有专门规定的电气化铁路（含地铁）牵引用电外，所有大工业用户和用电容量在100千伏安及以上的一般工商业用户均执行分时电价。居民和农业用电不执行分时电价陕西除机关、部队、医院及电气化铁路牵引用电外的执行工商业及其他电价的电力用户，应执行峰谷分时电价。农业生产（除灌溉）用电执行峰谷分时电价。吉林除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的大工业、一般工商业及其他且设备容量在100千伏安（千瓦）及以上的电力用户。山西除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户(包括一般工商业和大工业用电)。除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电、农村地区广播电视站无线发射台（站）、转播台（站）、差转台（站）、辽宁监测台（站）外的用电容量在100千伏安及以上的工商业用户执行分时电价，机关、部队、铁路（包括地下铁路、城铁）、医院等用户选择执行。请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明4行业报告行业专题研究大工业用电、专用变压器容量在160千伏安及以上的普通工业用电，除铁路（包括地下铁路、城铁）、航运、石广西油（天然气、热力）加压站、自来水生产、城乡污水处理厂生产、污水泵站生产、垃圾无害化处理厂（场）生产、垃圾中转站生产等公共服务性用电外，执行峰谷分时电价。农业生产用电选择执行，居民生活用电不执行。河北南网电网企业供电营业区域内的工商业电力用户(暂不实行峰谷分时电价的用户除外，见附件)均实行峰谷分时电价。黑龙江除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的大工业用户和设备容量在100千伏安(千瓦)及以上的一般工商业及其他用户，电动汽车充电设施用户。福建工商业用户，国家政策另有规定除外。除国家有专门规定的电气化铁路（含地铁）牵引用电外，受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用户，专四川用变压器在50千伏安及以上、公用变压器在50千瓦及以上的一般工商业用户，执行峰谷分时电价。商业用户选择执行。北京除地铁、无轨电车、电气化铁路牵引用电外的所有工商业用电执行分时电价。安徽用电容量100千伏安及以上“工商业及其他用电”类别的用户执行峰谷分时电价。供电区域内执行两部制电价的工商业用户（包括电力市场直接交易和代理购电用户）、电动汽车集中式充换电设贵州施、电储能用电执行峰谷分时电价。其中电气化铁路牵引、城市公共交通、学校、医院、自来水生产、垃圾无害化处理厂（场）生产、垃圾中转站生产等公共服务性用电不执行峰谷分时电价。除行政机关、学校（不含校办工厂）、部队（不含生产企业）、医院、地铁、自来水、城市公共排水和污水处理设天津施、煤气、集中供热、电气化铁路、公交专用充换电设施、广播电视站无线发射台（站）、转播台（站）、差转台（站）、监测台（站）、发电企业启动调试阶段或由于自身原因停运向电网购买电量外的执行工商业电价的电力用户以及农业用户，执行峰谷分时电价。河南除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外，工商业电力用户执行分时电价，商业和非居民照明电力用户选择执行。广东大工业用户、普通工业专用变压器用户执行峰谷电价，居民用户可自主选择是否执行。资料来源：索比光伏网，湖南省发改委，甘肃政务服务网，新疆发改委，北极星储能网，世铝网，云南省人民政府，洋县人民政府，吉林省发改委，山西省发改委，辽宁省发改委，广西发改委，河北省发改委，北极星售电网，北极星太阳能光伏网，广元市朝天区人民政府，北京市人民政府，安徽省发改委，河南省发改委，湛江市人民政府等，天风证券研究所图3：2023年1-10月各产业用电量（亿千瓦时）图4：2023年1-10月各产业用电量占比资料来源：Wind，天风证券研究所资料来源：Wind，天风证券研究所➢从电价浮动来看：浮动环节方面，根据《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加五部分组成。各省份的具体规则中一般以上网电价的浮动为核心，其余各环节是否参与浮动不同省份有所差异。浮动比例方面，各省份峰谷电价浮动比例大多在50%-80%之间，而尖峰及深谷电价浮动比例将在峰/谷电价基础上进一步拉大。请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明5行业报告行业专题研究表2：分时电价机制下各省份用户用电价格各环节浮动情况省份上网电价上网环节输配电价系统运行政府性基电价浮动比例线损费用费用金及附加尖峰高峰低谷深谷新疆√××××+100%+75%-75%-90%宁夏√××××-+30%-30%-云南√××××+80%+50%-50%-陕西√√√√×+80%+50%-50%-吉林√√√√×+80%+50%-50%-山东√√×√×+100%+70%-70%-90%辽宁√√√××+88%+50%-50%-(除基本电费)广西√××××-+50%-50%-黑龙江√√√√×+80%+50%-50%-(除基本电费)四川√√√√×+92%+60%-60%-(除基本电费)北京√××××+92%+60%-60%-贵州√√√√×-+60%-60%-(除基本电费)天津√√√√×+80%+50%-54%-(除基本电费)海南√√√√×+104%+70%-60%-河南√√√√×-+64%-59%-(除基本电费)江西√√√√×+80%+50%-50%-(除基本电费)注：①表中宁夏电价浮动比例数据针对新能源发电；②表中陕西电价浮动比例针对农业生产用电、一般工商业及其他用电；③表中北京电价浮动比例针对两部制用电；④表中安徽电价浮动比例针对非1、7、8、9、12月份电量；⑤表中河南电价浮动比例针对非1、7、8、9、12月份电量。资料来源：北极星售电网，宁夏发改委，云南省人民政府，洋县人民政府，吉林省发改委，北极星太阳能光伏网，辽宁省发改委，广西发改委，四川省发改委，北京市人民政府，海南省人民政府，河南省发改委，北极星火力发电网，广元市朝天区人民政府等，天风证券研究所3.用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——分时段交易分时电价由用户侧向发电侧延伸，分时段交易加速推进。国家发改委在2021年7月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》中提出电力现货市场尚未运行的地方，要完善中长期市场交易规则，指导市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格。之后两部委在《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》中即明确表示要强化分时段签约，合理拉大峰谷价差。一方面，各地政府主管部门要会同电网企业、电力交易机构，根据电源结构变化、近三年电力供需形势及电力现货市场试运行计划，考虑2023年本地区电力供需形势，进一步优化时段划分方式，进一步扩大分时段交易范围，2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度；另一方面，各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围的前提下，鼓励探索自行约定日内各时段价格。12月7日，两部委发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》，提出完善交易组织方式，电力中长期市场原则上应实现按工作日连续开市；优化交易时段划分方式，可按需增加划分尖峰、深谷时段，并做好与当地分时电价的衔接。探索时段划分方式的动态调整机制；扩大分时段交易规模，现货试点地区市场化电力用户均应签订分时段电力中长期合同。请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明6行业报告行业专题研究图5：用户侧分时电价与发电侧交易电价衔接——分时段交易资料来源：国家发改委，北极星售电网，天风证券研究所我们整理各省份中长期交易中分时段交易的开展情况，可以看到，目前已有多个省份在电力交易方案中明确提出开展中长期分时段交易，即发用电企业按本省所划分的峰谷时段进行“报量报价”，签订分时段交易合同，形成峰、平、谷段交易电价；部分省份仅要求部分电量开展分时段交易或仅在现货模式下开展中长期分时段交易；其余少数省市如广西、北京、天津、海南等节奏相对较慢，在电力交易方案中未对发电侧电价进行峰谷时段划分。从具体比例来看，在23年电力交易方案中明确表示实行发电侧分时段报价的省份约17个，尚处于过渡阶段的省份约7个，上述省份合计用电量占全国总用电量比例达到约83.95%，前者用电量占比达到约51.00%。表3：各省份分时段交易开展情况（政策表述）省份分时段交易开展情况内蒙古参与区内直接电力交易的市场主体，在签订中长期合同时，应当同时申报交易周期内每日96点（每15分钟）合同电力曲线、96点合同价格。湖南采用双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式组织年度交易，交易电量分解到月、时段。甘肃燃煤与新能源发电峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数，煤电各段市场化交易价格在“交易基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，新能源各段交易价格不超过交易基准价。新疆年度（月度）绿色电力交易采用双边协商方式组织。购售双方在申报价格时，各时段除去绿色电力环境价值后的电能量价格应满足自治区分时价格浮动比例要求。宁夏年度、多月、月度、旬交易市场主体申报24小时时段总电量、价格，成交电量由交易平台按照交易周期对应天云南数自动平均分解到日。吉林发、用两侧市场主体，全部合同电量均须明确分时电量和分时价格。完善中长期市场交易规则，市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格。山西中长期分时段交易是指将每天24小时分为若干个时段，以每个时段的电量为交易标的，组织发电侧与批发用户分别按时段开展电力中长期交易，由各个时段的交易结果形成各市场主体的中长期合同曲线，山西电力市场中长河北期分时段交易暂分为24个时段。中长期分时段交易应用于合同时段在山西电力现货市场运行期间的普通类电力江西中长期交易。黑龙江市场主体按照交易时段申报电量、电价，交易电价为发电侧上网电价，交易申报时段为尖峰、峰、平、谷(现货市安徽场运行后月度交易细化到日24时段)。贵州按月进行电量的时段划分，以各时段电量为交易标的，形成多个独立的子市场，各市场分别组织交易，独立结算。重庆合同签订带有分时曲线，体现不同时段不同定价原则。分时曲线可参照现行峰谷分时电价政策的峰谷平时段执行，峰谷时段电价上下浮标准在平段交易价格的基础上参照现行峰谷分时电价政策的峰谷上下浮标准执行。交易合同应当带曲线签订，明确各时段的电量与电价。各市场化交易合同按峰、平、谷时段分别加权平均结算。2023年参与市场交易的各类市场主体全电量参与分时段交易，批发交易全部带曲线申报，交易合同要明确各时段电量与峰、平、谷电价。电力现货市场尚未运行前，参与市场交易的发、售、用电企业，应签订分时段、带量带价中长期交易合同。请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明7行业报告行业专题研究山东2023年年度双边协商交易采用自定义分解曲线，须签订分时价格。上海交易双方签订分时段合同，应约定分时段交易电价。发电侧合同电价为发电企业与售电公司或批发电力用户通过市场交易形成的价格，燃煤发电上网电量通过市场交湖北易形成中长期合同电量电价，各时段中长期合同电量电价与容量电价之和允许浮动范围为燃煤基准价×时段系数×（1±20%）。青海鼓励10千伏及以上具备条件的铁合金、水泥、碳化硅等具有灵活生产调整能力的电力用户参与中长期分时段交易，其他10千伏及以上具备条件的电力用户可自愿选择参与常规交易或分时段交易。陕西适时开展中长期批发交易分时段报价，同步开展零售用户与售电公司的分时零售套餐约定。市场主体全部营销编号具备分时计量条件的，应按照分时交易模式参与市场交易。非现货模式下，中长期交易为曲线交易，通过次月计划电量调整、合同电量转让、月度交易等方式对次月电量进辽宁行调整。现货模式下，将每天分为若干个时段，以每个时段的电量为交易标的，组织发电侧与用电侧分别按时段开展电力中长期交易。河南2023年电力直接交易分为常规电量交易和分时段电量交易两种模式，同步独立开展相关交易，交易模式确定后一年内不得更改。进一步扩大分时段交易范围，2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度。广东年度集中竞争交易采用分峰段、平段、谷段交易形式，按月分别组织集中竞争交易，每个标的月分峰段、平段、谷段三个标的，全年共36个标的。成交电量按照月分日权重、日内均分到小时的原则进行分解。四川鼓励市场主体签订中长期合同时约定用电曲线、反映各时段价格，原则上合同约定的峰谷电价价差不低于本通知规定的峰谷电价价差。一类用户、售电公司与发电企业在交易系统中通过电子签的方式，完成年度协商交易合同均价和合同电量的申报江苏与确认；每月开展次月集中竞价、当月月内挂牌、当月合同转让交易。结合现货交易试点，开展分时段能量块交易。浙江电力批发交易以年度、月度(月内)为周期开展双边协商和集中交易，其中集中交易包括集中竞价、滚动撮合、挂牌三种形式，交易电量、电价按照单一电量、单一价格按月分别确定。福建发电侧各时段结算价格均为交易成交价格（即平时段交易价格）。广西所有发电企业以广西内陆燃煤发电企业核定上网电价（422.7元/兆瓦时）上浮20%作为交易上限价格（507.24元/兆瓦时），交易价格在上限电价基础上向下浮动，交易下限价格为各发电企业核定的上网电价下浮20%。北京发电企业直接报总量参与交易，交易价格执行单一报价，尖峰、峰段、平段、谷段各时段电价一致。天津交易申报时，发电企业、批发用户、售电公司按照区内、区外划分原则，分别在天津、北京电力交易平台申报，采用一段式总电量和平段电价申报。海南参与电力市场化交易的电力用户市场交易确定的价格为平时段交易价格，发电侧市场化主体按平时段交易价格结算。资料来源：内蒙古自治区工业和信息化厅，国家能源集团，武威市发改委，新疆发改委，宁夏发改委，国家能源局云南监管办公室，电力网，北极星售电网，河北省发改委，国际电力网，国家能源局东北监管局，洞头区人民政府，重庆市发改委，湖北省发改委，河南省发改委，广元市朝天区人民政府，福建省发改委，广西壮族自治区工业和信息化厅，北京市人民政府，天津政务网，国家能源集团海南能源销售有限公司等，天风证券研究所从区位分布来看，三北地区基本均已开展分时段交易，执行上网侧分时电价，山东、安徽、湖南、重庆、贵州、云南、江西等部分中部及沿海地区节奏也相对较快，仅广西、北京、海南等少数省份尚未推行发电侧分时电价。因此从地区来看，我们认为分时段交易机制已成为影响新能源市场化交易电价水平的重要因素。图6：各省份中长期分时段交易开展情况（区位分布）请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明8行业报告行业专题研究资料来源：内蒙古自治区工业和信息化厅，国家能源集团，武威市发改委，新疆发改委，宁夏发改委，国家能源局云南监管办公室，电力网，北极星售电网，河北省发改委，国际电力网，国家能源局东北监管局，洞头区人民政府，重庆市发改委，湖北省发改委，河南省发改委，广元市朝天区人民政府，福建省发改委，广西壮族自治区工业和信息化厅，北京市人民政府，天津政务网，国家能源集团海南能源销售有限公司等，天风证券研究所4.分时段交易或直接影响新能源市场化交易电价水平从峰谷时段划分来看，各省份规律性与差异化并存。我们将全天时间划分为23:00-7:00、7:00-15:00、15:00-23:00三段进行对比，可以看出：①23:00-7:00大多为谷段及平段电价，仅少数省份在两端出现峰段电价；②7:00-15:00峰、平、谷段均有，各省份情况分化，蒙西、甘肃、新疆、宁夏、山东、河北等省份出现较长的谷段（深谷）电价；③15:00-23:00主要为峰段及尖峰电价，包含部分平段电价，仅少数省份出现谷段电价。图7：各省份峰谷时段划分情况请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明9行业报告行业专题研究资料来源：索比储能网，湖南省发改委，甘肃政务服务网，北极星售电网，宁夏发改委，世铝网，云南省人民政府，洋县人民政府，吉林省发改委，山西省发改委，北极星太阳能光伏网，辽宁省发改委，广西发改委，电力网，四川省发改委，北京市人民政府，江苏新闻公众号，淮北市发改委，上海市发改委，中国储能网，海南省人民政府，河南省人民政府，湛江市人民政府，北极星火力发电网等，天风证券研究所对比风光出力曲线，风电市场化交易电价受影响相对较小，而部分地区峰谷时段或对光伏市场化交易电价产生显著影响。根据文献《考虑风光出力波动性的实时互补性评价方法》（刘永前等）研究，我们选取了多个典型日内风光出力曲线情况，可以看到，风电出力曲线随机性相对较强，同时没有明显的大发或零出力时段；对比之下，光伏发电出力曲线特征更为突出，仅日间可以进行出力发电，且大发时段多集中于午间，而夜间时段出力基本为零。在此情况下，一些省份的光伏发电市场化交易电价表现或相对较弱，以山西为例，其2023H1风电与光伏发电省内交易电价分别为375.41、307.14元/MWh，相比于燃煤基准价分别变动+13.08%、-7.49%，因此，我们认为上述出现较长谷段（深谷）电价的省份新能源市场化交易电价或面临一定压力。图8：6种典型日内风光出力情况资料来源：《考虑风光出力波动性的实时互补性评价方法》刘永前等，天风证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明10行业报告行业专题研究图9：2023H1山西省各发电类型市场化交易分月合同情况（亿千瓦时、元/兆瓦时）注：交易均价中不包含战略性新兴产业资料来源：北极星售电网，天风证券研究所展望后续，短期内新能源市场化交易的电价压力或将持续。➢从峰谷时段来看：我们整理甘肃、河北、宁夏、蒙西、山东五个省份分时电价政策调整情况，并对比前后的峰谷时段变化，可以看出，伴随其省内光伏发电装机规模的持续扩张，其日间的低谷电价时段均表现出明显的增加趋势。图10：五省份日间谷段电价时间表现出延长趋势资料来源：北极星售电网，索比储能网，甘肃省发改委，甘肃政务服务网，宁夏发改委，澎湃新闻，北极星太阳能光伏网，河北省发改委，电力网等，天风证券研究所➢从分时段交易推进情况来看：由于新能源出力具有显著的不稳定性，伴随新能源发电量占比的不断提高和入市节奏的加快，如果仅在用户侧执行分时电价，可能加剧发用电两侧电费的不平衡。因此我们认为上网侧分时电价的覆盖范围或将进一步扩大。➢从政策规则来看：根据目前已公布的2024年中长期电力交易方案或通知，部分省份明确将新能源中长期交易价格上限定为当地燃煤基准价。以甘肃、宁夏为例，甘肃提出新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价；宁夏提出用户与新能源平段交易申报价格不超过基准电价，峰段交易申报价格不低于平段价格的130%，谷段交易申报价格不超过平段价格的70%。该规则或对新能源市场化交易电价形成进一步压制。表4：部分省份2024年新能源中长期交易价格形成机制省份2024年新能源中长期交易价格形成机制甘肃新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明11行业报告行业专题研究宁夏新能源价格浮动比例提升至30%，即用户与新能源平段交易申报价格不超过基准电价，峰段交易申报价格不低于平陕西段价格的130%，谷段交易申报价格不超过平段价格的70%。常规新能源发电企业在省内中长期交易中申报的交易价格不超过陕西电网燃煤基准价。资料来源：武威市发改委，宁夏发改委，北极星售电网，天风证券研究所5.风险提示宏观经济下行风险：如果未来经济增长放慢，全社会用电量增长速度将放缓，有可能造成弃风、弃光情况，对发电水平产生不利影响。电力价格波动风险：随着电力体制改革推进，市场化交易电量比例持续提高，跨省区交易比例大幅增长，现货交易加快推进，交易品种日趋完善，电力市场竞争异常激烈，市场化交易电价面临一定的下行压力。新能源装机增速不及预期风险：伴随新能源装机规模和占比的持续扩张，其消纳问题可能逐渐突出，后续装机增速可能面临下滑风险。电站造价提高风险：风光电站上游设备价格存在波动性，同时面临配储带来的成本抬升，未来电站造价可能出现波动。产业政策调整风险：新能源行业发展和政策走向具有较强的相关性，若未来政策发生调整，则可能行业情况出现变化。请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明12行业报告行业专题研究分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属天风证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“天风证券”）。未经天风证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为天风证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，天风证券不因收件人收到本报告而视其为天风证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但天风证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，天风证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，天风证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。天风证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。天风证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。天风证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。特别声明在法律许可的情况下，天风证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到天风证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。投资评级声明说明评级体系类别买入预期股价相对收益20%以上自报告日后的6个月内，相对同期沪增持预期股价相对收益10%-20%股票投资评级深300指数的涨跌幅持有预期股价相对收益-10%-10%卖出预期股价相对收益-10%以下行业投资评级自报告日后的6个月内，相对同期沪强于大市预期行业指数涨幅5%以上深300指数的涨跌幅中性预期行业指数涨幅-5%-5%弱于大市预期行业指数涨幅-5%以下天风证券研究北京海口上海深圳北京市西城区德胜国际中心B海南省海口市美兰区国兴大上海市虹口区北外滩国际深圳市福田区益田路5033号座11层道3号互联网金融大厦客运中心6号楼4层平安金融中心71楼邮编：100088A栋23层2301房邮编：200086邮编：518000邮箱：research@tfzq.com邮编：570102电话：(8621)-65055515电话：(86755)-23915663电话：(0898)-65365390传真：(8621)-61069806传真：(86755)-82571995邮箱：research@tfzq.com邮箱：research@tfzq.com邮箱：research@tfzq.com请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明13